中國儲能網訊：近日，國際可再生能源署（IRENA）發(fā)布了《可再生能源發(fā)電成本報告》，披露了全球范圍內2017年投運的生物質發(fā)電、地熱發(fā)電、水電、陸上風電、海上風電、光熱發(fā)電、大型地面光伏的加權平準發(fā)電成本（LCOE，以2016年美元不變價格計算）。
報告顯示，無論是近期數據還是未來預計，光熱發(fā)電、光伏發(fā)電、海上風電、陸上風電四種主要可再生能源的發(fā)電成本均明顯下降。IRENA認為，成本下降主要源于以下因素：1）競標機制讓成本更加透明化；2）國際競爭將大量經驗豐富的開發(fā)商帶入新興市場，其專業(yè)技術、購買力和進入國際金融市場的便利性進一步降低了項目成本和風險；3）技術進步帶來的效率提高。
圖：2010-2017各種可再生能源技術的LCOE變化趨勢
圖：2010-2020四種可再生能源技術的LCOE變化趨勢
報告指出，項目總投資成本的下降在不同程度上促進了LCOE的下降，尤其是光熱、光伏發(fā)電和陸上發(fā)電。報告顯示，2010年到2017年間新投入運行的光熱電站中，單位kW成本下降了27%，總體LCOE則下降了33%。
截止2016年末，光熱發(fā)電和海上風電的累計裝機量分別為5GW和13GW，兩者的實際發(fā)電成本雖然相比其它可再生能源仍較高，但總體來看成本呈下降趨勢。尤其是光熱發(fā)電，在2016年~2017年間，國際光熱發(fā)電市場出現(xiàn)了一系列創(chuàng)歷史新低的中標價格。
從數據來看，2016年和2017年無疑是光熱發(fā)電取得重大突破的兩年，在此期間，全球范圍內光熱項目的投中標電價屢創(chuàng)新低。如迪拜700MW光熱發(fā)電項目（中標價7.3美分/kWh）和南澳大利亞150MW Aurora項目（中標價6美分/kWh）都是典型代表。
光熱發(fā)電技術具備高學習率
IRENA根據學習曲線模型估計，2010年到2020年期間，光熱發(fā)電的學習率有望達到30%（學習率，learning rate，學習曲線效應的量化值，即裝機規(guī)模每翻一番，成本會隨之下降的百分比），而海上風電、陸上風電和光伏發(fā)電的學習率則分別為14%、21%和35%。
注：學習曲線模型是國際主要機構預測成本走勢常用的一種方法。目前，國際能源署、美國可再生能源實驗室、美國能源信息署、德國Fraunhofer實驗室以及我國部分研究機構，均將學習曲線模型用于對可再生能源成本的預測。我們可通過學習曲線模型預測光熱電站成本。
按照之前相關機構預計，光熱發(fā)電的學習率應在10%到12%之間。然而最新的研究結果表明，自2013年以來，光熱發(fā)電學習率預計會超過20%，如果將迪拜和南澳項目計入在內，2010年到2022年的學習率可達30%。
行業(yè)起步雖晚，但成本下降迅速
據報告介紹，海上風電和光熱發(fā)電雖然還處在發(fā)展初期，但2010年到2017年間，成本卻已呈現(xiàn)明顯下降趨勢。
從2016年和2017年諸多項目的中標電價來看，這些將在2020年以后投運的光熱發(fā)電和海上風電項目成本會降至6-10美分/kWh之間。
到2020年，通過競標達成的項目所產出的發(fā)電量并不多，只占新增加的可再生能源年發(fā)電量的一小部分，且對某個具體的項目來說，最終中標價格呈現(xiàn)的趨勢并不能代表LCOE的趨勢。盡管如此，最新的中標結果依然顯示，2020年及以后，光熱、光伏、海陸風電的成本會繼續(xù)下降。雖然對比某個項目的LCOE成本和中標價格所得出的結論并不一定可靠，但已有數據總量和兩個數據集之間的一致趨勢也使得總體趨勢更加可靠。
IRENA認為，太陽島各部件（如反射鏡、集熱器）的技術進步、安裝設計成本下降、特定組件成本下降都可以降低光熱發(fā)電的成本。此外，塔式吸熱器各部件的成本下降空間比槽式集熱器稍大一些，當然這也與目前塔式光熱電站裝機量相對較少有關。
相比其它可再生能源發(fā)電技術，光熱發(fā)電項目的規(guī)劃部署相對有限，但隨著未來規(guī)劃項目的增加，成本將會明顯下降；同時，由于開發(fā)商和各參與方經驗越來越豐富，供應商和EPC總承包的風險邊際也會降低。成本下降的潛力會進一步促進光熱發(fā)電市場的發(fā)展，并有效助力全球能源結構向低碳化轉型。
儲熱功能價值巨大
光熱發(fā)電的優(yōu)勢之一便是低成本的儲熱能力。配置儲熱系統(tǒng)的光熱電站可以保證電力的穩(wěn)定輸出，并為電網提供靈活友好型的可調度電力，而且具備成本效益，位置選擇靈活等優(yōu)勢。
盡管LCOE是對比衡量各項目競爭力的一個有效標準，但它是一項未把各供電商在市場上的相互作用考慮在內的靜態(tài)指標。而某項技術路線的LCOE如果忽視了任何一點市場可能帶來的影響因素，其發(fā)電成本就會高于或低于市場平均價格。比如，配置儲熱系統(tǒng)的光熱電站可以盡可能在電力成本高的周期多輸出，無論是否有太陽光照。
儲熱成本仍有下降空間
配備儲熱系統(tǒng)的光熱發(fā)電站的成本一般會更高，但同時也意味著系統(tǒng)將擁有更高的容量因子。
槽式系統(tǒng)自上世紀80年代在美國加州最早建造以來，投資成本一直呈現(xiàn)下跌趨勢，直到進入西班牙，不帶儲熱系統(tǒng)的槽式電站投資成本才開始上漲。據IRENA可再生成本數據庫顯示，2009年到2013年間，光熱電站的投資成本在3650~11300美元/kW之間。
2008年到2011年間，槽式系統(tǒng)的投資成本大幅度上漲，部分原因是西班牙某些項目地的太陽能資源相對貧乏，但DNI值研究顯示，至少65%的成本下降都不應歸因于太陽能資源的匱乏，而應歸結于電站配置的成本上漲。
光熱發(fā)電LCOE變化史
據數據顯示，從2009年到2012年，光熱電站的LCOE相對比較穩(wěn)定。但在2012年，隨著西班牙、美國等地的新增裝機量大幅度增加，更多具有競爭力的電站投入運行，LCOE開始下降。
據估計，2013年到2014年的LCOE相較2009-2012年下降了五分之一，這個時期恰好與光熱市場中心從西班牙轉入太陽能資源更豐富、裝機成本更低的新興市場相吻合。然而，這個時期內的低LCOE是與高DNI值緊密相關的，學習曲線效應和技術進步還不是成本下降的主要推動力，但同時也創(chuàng)造了巨大的成本下降空間。
2012年到2014年，項目地DNI值的增長和LCOE成本的下降均得益于電站容量因子（實際發(fā)電量與額定最大可發(fā)電量的比率，考慮一個光熱電站年發(fā)電小時數的重要數據）的上升；這個時期內容量因子的增加不但與光照資源的豐富程度有關，也與電站的儲熱調度能力有關。
從2014年到2016年，我們很難得出LCOE發(fā)展趨勢的準確結論，但可知其處在14美分/kWh~35美分/kWh的區(qū)間。這個時期內，大部分項目的LCOE都在30美分/kWh以下，最近公布的計劃裝機量也預示著明顯的下降趨勢，典型例子就是迪拜700MW項目7.3美分/kWh和南澳150MW項目6美分/kWh的超低中標價。
同時，我們也要謹慎對待這些超低中標價。由于最終的中標價格取決于合同中的一系列具體條款，購電協(xié)議價格與LCOE往往不能完全一一對應，如果將它們與LCOE直接對比會非常復雜。另外需注意的一點是，這些電價在2020-2022年或以后，電站運行時才會正式實施。
但無論如何都可以看出，相比化石能源，可再生能源的競爭力正在不斷增強。到2020年，運行中的光熱電站的發(fā)電成本將達到化石燃料發(fā)電成本范圍的低端。
